авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 ||

Совершенствование буровых растворов для строительства скважин на акватории арктического шельфа

-- [ Страница 4 ] --

При необходимости повышения транспортирующей способности ингибирующего полисахаридного бурового раствора, а также изменения других технологических параметров, следует произвести его технологическую обработку – изменить концентрацию составляющих химических реагентов. Для обоснования способа обработки бурового раствора в каждом конкретном случае требуется иметь представление о поведении данной системы, выраженное в математической модели.

В пятой главе изложен принцип разработки алгоритма управления свойствами буровых растворов.

Задачи оптимизации химической кинетики относятся к классу экстремальных задач, к решению которых существует два подхода. Первый заключается в том, чтобы изучить механизм процесса, а затем создать его теорию. Именно так обстоит дело с построением кинетических схем реакций. Второй подход – экспериментальный, когда экстремальные задачи решаются при неполном знании механизма явлений. Этот подход используется при проектировании и оптимизации состава буровых растворов.

Таким образом, если зависимости выведены из теоретических соображений, то они могут быть приближенно представлены в виде системы обыкновенных нелинейных дифференциальных уравнений. Если же в основе построения зависимостей лежат экспериментальные исследования, то постулируется параметрическая зависимость (для построения математической модели свойств буровых растворов используется множественная полиномиальная регрессия).

Результаты исследования влияния технологических и геологических факторов на параметры полисахаридных промывочных жидкости позволяют сделать следующие допущения при создании математической модели:

1) минерализация раствора, происходящая при попадании пластовых вод, не оказывает какого-либо значительного эффекта на технологические параметры раствора, кроме разбавления;

2) обработка бурового раствора качественным бактерицидом сохраняет достаточную ферментативную устойчивость, а влияние биодеструкции не существенное;

3) влияние таких процессов, как адсорбция полимерных реагентов, механодеструкция, биодеструкция отражается только на уменьшении эффективной концентрации стабилизатора и структурообразователя;

4) интенсивность физико-химического взаимодействия между компонентами бурового раствора достаточно низкая и не играет заметной роли в связи с высокими темпами строительства скважин на море.

С учетом всех изложенных допущений в качестве варьируемых показателей приняты следующие факторы:

- концентрация крахмала Фито-РК (масс. %),

- концентрация биополимера Гаммаксан (масс. %),

- общее содержание твердой фазы (кг/м3),

- содержание коллоидной фазы (кг/м3),

- температура (оС).

Для оптимизации состава и управления свойствами бурового раствора ставятся и решаются прямая и обратная задачи. Прямая задача – построение математической модели свойств раствора, то есть определение на основании эксперимента коэффициентов (таблица 6) следующего уравнения регрессии:

где bi,– искомые коэффициенты уравнения регрессии;

X1…X5 – варьируемые в ходе эксперимента факторы (независимые переменные);

Yi – определяемая функция.

Для проверки адекватности математической модели была проведена серия повторных экспериментов по базовым точкам (таблица 7).

Таблица 6 – Коэффициенты уравнений регрессии

Показатель Показания ротационного вискозиметра УВ СНС-10сек СНС-10мин ПФ
600 300 100 3
b­­0 45,667 32,350 20,581 6,701 41,309 36,443 51,545 9,892
b1 4,590 3,011 1,375 -0,177 4,255 -0,507 -1,24 -1,041
b2 10,711 8,801 6,360 2,752 11,923 13,416 18,160 -0,333
b3 2,132 1,273 0,652 0,108 0,870 0,609 1,600 -0,384
b4 8,119 6,139 4,161 1,534 7,000 5,303 6,901 1,605
b5 -6,074 -4,020 -1,927 -0,469 -6,773 -1,814 -3,208 2,932
b12 0,020 0,024 -0,022 -0,252 1,552 -1,283 -2,144 0,310
b13 0,331 0,182 0,088 -0,104 0,691 -0,609 1,354 -0,159
b14 1,908 1,269 0,926 0,301 2,931 1,240 1,069 -0,413
b15 -0,670 -0,389 -0,060 0,050 -1,263 -0,122 -0,302 0,175
b23 -0,677 -0,445 -0,334 -0,201 -1,015 -1,000 -1,711 -0,122
b24 1,966 1,630 1,227 0,478 4,278 1,341 0,349 -0,323
b25 -0,124 -0,224 0,071 -0,033 -2,582 0,008 0,223 -0,026
b34 0,361 0,360 0,37 0,062 0,651 0,333 0,321 0,058
b35 -0,579 -0,332 -0,154 -0,067 -1,230 -0,241 -0,569 -0,143
b45 -1,251 -0,732 -0,244 -0,088 -1,977 -0,052 0,308 0,730
b11 0,068 0,327 0,082 0,565 0,285 0,001 0,001 0,023
b22 0,705 0,922 0,059 -0,001 0,111 -0,004 1,000 -0,001
b33 0,302 0,032 0,007 0,094 0,773 0,966 0,011 0,022
b44 1,354 1,020 0,852 0,121 0,870 -0,002 0,411 -0,001
b55 -0,667 0,048 0,002 -0,002 -0,134 -0,001 -0,217 0,460

Таблица 7 – Проверка адекватности математических моделей технологических параметров

Показа-тель 600 300 100 3 УВ СНС-10сек СНС-10мин ПФ
F 0,087 0,091 0,131 0,236 1,341 0,187 0,240 0,331
Fкрит=2,2 адекв адекв адекв адекв адекв адекв адекв адекв

Для описания технологических параметров полисахаридных буровых растворов уравнения регрессии приняты в виде полиномов второго порядка, что обусловлено физическим смыслом зависимости свойств раствора от его компонентного состава и технологических факторов. Обратная задача – определение состава раствора по его технологическим параметрам. Ее решение сводится к минимизации выбранного технологического критерия (в рассматриваемом случае в качестве критерия взято произведение коэффициентов нелинейности в трубе n(p) и затрубном пространстве n(a)) с одновременным удовлетворением ограничений на остальные параметры:

Yimin Yi Yimax, i=1,...,n;

Y*= Yj1 · Yj2 min,

где Yimin иYimax – нижняя и верхняя проектные границы для i-го свойства;

j1 и j2 – индексы коэффициентов нелинейности;

Y* – критерий оптимизации.

Для оптимизации состава раствора обратная задача решается однократно для проектных интервалов свойств, а для оперативного управления технологическими параметрами – двукратно (для фактического и проектного наборов свойств раствора). В данном случае речь идет об определении эквивалентного содержании основных компонентов, оказывающих значительное влияние на структурно-реологические и фильтрационные характеристики промывочной жидкости. После этого производится пересчет процентного содержания компонентов раствора на объем циркуляции и определяется способ и количественный состав технологической обработки.

Таким образом, на основании промысловых работ и результатов лабораторных исследований разработан алгоритм управления свойствами буровых растворов в процессе строительства скважины. На его основе создана программа по регулированию свойств ингибирующего бурового раствора с высокой транспортирующей способностью (ИБРВТС) путем оптимизации способа его технологической обработки.

В шестой главе показаны результаты применения полимер-гликолевого ингибирующего бурового раствора (ПГИБР) при строительстве поисково-разведочных скважин на месторождениях Обской и Тазовской губ (Северо-Каменномысское, Каменномысское-море, Чугорьяхинское, Семаковское-море, Обское), а также разработанного ингибирующего полисахаридного бурового раствора.

Наличие полигликоля в ПГИБР и низкие значения показателя фильтрации позволили качественно вскрыть продуктивный пласт и существенно снизить интенсивность его загрязнения глинистой фазой, однако общая эффективность ингибирующего действия этого раствора оказалась недостаточно высокой.

Разработанный ингибирующий буровой раствор ИБРВТС был испытан при строительстве опытной скважины на Пермяковском месторождении в Западной Сибири. Информация о естественной влажности глинистых пород разреза была получена из результатов комплекса исследований, проведенных при бурении параметрической скважины на данном месторождении. С учетом этих данных, а также результатов экспериментов по адсорбции влаги на образцах породы (из кернового материала) подбиралась активность дисперсионной среды ИБРВТС (таблица 8).

Применение ИБРВТС позволило снизить средние значения коэффициента кавернозности ствола (интервал бурения под эксплуатационную колонну) с 1,32-1,39 до 1,16 (по сравнению с аналогичными скважинами, пробуренными с использованием полигликолевого ингибирующего бурового раствора – ПИБР).

Таблица 8 – Влияние активности жидкой фазы ИБРВТС на адсорбционное давление на границе взаимодействия с горной породой

Интервал бурения Естественная влажность, % Активность а0 / ар Адсорбционное давление Радс, МПа
глинистой породы, а0 жидкой фазы ИБРВТС, ар
800-1200 9-12 0,74-0,80 0,88 0,84-0,91 13,1-24,1
1200-1700 8-10 0,72-0,76 0,81 0,89-0,94 8,6-16,1
1700-2200 6-9 0,65-0,72 0,80 0,81-0,90 16,1-29,2

Проведенные промысловые испытания ИБРВТС показывают перспективность применения ингибирующих полисахаридных промывочных жидкостей в обвалоопасных интервалах бурения, представленных глиносодержащими горными породами. Для проведения технологической обработки бурового раствора целесообразно использовать разработанный алгоритм регулирования его параметров.

Основные выводы и результаты

1. Установлено, что для условий арктического шельфа возможно повышение ингибирующей способности буровых растворов путем создания полупроницаемых адсорбционных экранов, значительно снижающих интенсивность гидратации.

2. Проведена подборка ингибирующих добавок, обеспечивающих снижение адсорбционного давления системы глинистая порода – буровой раствор с 30-45 МПа (для полимеркалиевого) до 12-20 МПа, с использованием образцов обвалоопасных горных пород, характерных для месторождений арктического шельфа и Западной Сибири. Предложена технология их применения.

3. Получены аналитические зависимости для регулирования параметров, характеризующих влияние скорости сдвига, температуры, минерализации, биодеструкции, концентрации стабилизаторов и регуляторов вязкости, твердой фазы, в том числе коллоидной на эксплуатационные показатели полисахаридных промывочных жидкостей.

4. Разработан алгоритм оперативного регулирования технологических параметров полисахаридного бурового раствора, позволяющий строго выдерживать проектные значения технологических параметров промывочной жидкости на всех этапах строительства скважины.

5. Разработан полимер-гликолевый ингибирующий буровой раствор (ПГИБР) и полисахаридный буровой раствор с высокой транспортирующей способностью (ИБРВТС) для строительства наклонно направленных скважин в сложных горно-геологических условиях.

ПГИБР успешно использовался при строительстве скважин на пяти газовых месторождениях акватории Обско-Тазовской губы.

ИБРВТС успешно апробирован на Пермяковской площади в Западной Сибири. По результатам промысловых испытаний получено снижение коэффициента кавернозности ствола скважины на 14% по сравнению с базовым раствором, а также снижение среднего размера каверн на 55%.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих научных трудах, из них № 3, 7, 8 – в журналах, включенных в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в Российской Федерации в соответствии с рекомендациями ВАК Министерства образования и науки РФ:

1. Мулюков Р.А. Математическое моделирование и оптимизация рецептуры буровых растворов / Р.А. Мулюков, И.З. Мухаметзянов, В.Ю. Клеттер, В.С. Михайлов, А.Я. Мандель // Материалы Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин». – Уфа, 2005. – С. 217-220.

2. Линд Ю.Б. Математическое моделирование буровых растворов / Ю.Б. Линд, В.Ю. Клеттер // Материалы VIII Всероссийской конференции молодых ученых по математическому моделированию и информационным технологиям. – Новосибирск, 2007. – С. 122.

3. Мандель А.Я. Программное управление свойствами бурового раствора на водной основе / А.Я. Мандель, Р.А. Мулюков, В.Ю. Клеттер, И.З. Мухаметзянов, О.Ф. Кондрашев // Нефтегазовое дело т.5 №1. – Уфа, 2007. – С. 42-45.

4. Клеттер В.Ю. Программное управление технологическими параметрами буровых растворов / В.Ю. Клеттер, Ю.Б. Линд // Материалы VIII Международной научно-технической конференции «Информационно-вычислительные технологии и их приложения». – Пенза, 2008. – Т. 1, С. 205-208.

5. Линд Ю.Б. Оперативное управление свойствами буровых растворов в процессе строительства скважин / Ю.Б. Линд, В.Ю. Клеттер // Материалы I научно-технической конференции молодых ученых-специалистов ООО «Башнефть-Геопроект». – Уфа, 2009. – C. 151-154.

6. Ахматдинов Ф.Н. Современные технологии в управлении свойствами буровых растворов для строительства скважин в сложных горно-геологических условиях / Ф.Н. Ахматдинов, Р.М. Гилязов, Р.А. Мулюков, Ю.Б. Линд, В.Ю. Клеттер // Материалы Всероссийсикой научно-практической конференции «Новые технологии и безопасность при бурении нефтяных и газовых скважин». – Уфа, 2009. – С. 46-51.

7. Линд Ю.Б. Оптимизация состава буровых растворов и оперативное управление их свойствами / Ю.Б. Линд, В.Ю. Клеттер, Ф.Н. Ахматдинов, Р.А. Мулюков // Нефтяное хозяйство. – 2009. – №5, С. 90-93.

8. Клеттер В.Ю. Применение информационных технологий для управления параметрами буров

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 ||
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.